肇212区块新投产油井稳油控水技术探讨.docx
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肇212区块新投产油井稳油控水技术探讨
油藏工程专业评审组
论文答辩材料
肇212区块新投产油井稳油控水技术探讨
姓名：
郭丽丽
第四油矿
2010年7月25日
肇212区块新投产油井稳油控水技术探讨
摘要：
本文以肇212区块新投产油水井为研究对象，描述了储层砂体分布特征，详细分析了油井见水特征及原因。
提出了全井周期注水与压堵结合等控制油井含水上升的具体措施，对改善低渗透油田开发效果具有一定的指导意义。
关键词：
肇212区块储层特征油井见水周期注水压堵结合分层注水
前言
肇212采油队2009年新投产油井71口，在将近一年的注水开发过程中，随着油田地层压力及产油量的进一步恢复，油井逐渐见水，部分油井含水上升速度很快，甚至发生了暴性水淹现象。
目前共有见水井53口，占新投产油井总数的74.6%。
在见水井中有16口油井含水大于60%。
因此，分析油井见水原因、研究油井见水特征，制定稳油控水措施是油田开发的当务之急。
1储层砂体分布特征
1.1储层砂体主要为席状砂体
肇212区块储层砂体主要为三角洲外前缘相席状砂体及湖相的沿岸砂坝，少数为小型的水下分流河道砂体。
由北向南储层厚度变薄、层数减少。
从油层构成来看，油层有效厚度主要以小于2.0米的油层分布为主。
在钻遇的964个有效层中，小于2.0米的油层931个，占总层数的96.6%。
其厚度为686.5米，占总厚度的89.8%。
其中1.0-1.9米的有效层钻遇厚度335.0米，厚度占43.8%（表1）。
表1肇212区块葡萄花油层构成状况表
区间
≤0.5m
0.6-0.9m
1.0-1.9m
≥2.0m
砂岩
层数（个）
196
234
454
130
层数比例（%）
19．3
23．1
44．8
12．8
厚度（米）
64．7
170．0
608．7
320．6
厚度比例（%）
5．6
14．7
52．3
27．6
有效
层数（个）
384
291
256
33
层数比例（%）
39．8
30．4
26．7
3．4
厚度（米）
137．6
213．9
335．0
77．8
厚度比例（%）
18．1
28．0
43．8
10．2
1.2主力储层为葡Ⅰ2、葡Ⅰ4、葡Ⅰ5油层
从不同的砂体钻遇情况来看，储层厚度主要集中在葡Ⅰ2、葡Ⅰ4、葡Ⅰ5油层。
有效厚度的钻遇率较高，分别为96.3%、97.9%、83.6%。
并且砂体成片性较好，分布稳定，是油井的主要产油层。
其它层相对而言较差（表2）。
表2肇212区块葡萄花油层钻遇情况统计表
层号
钻遇厚度（m）
钻遇率（%）
砂岩
有效
砂岩
有效
1
50.2
36.7
44.3
43.4
2
239.0
158.2
98.9
96.3
3
139.4
89.8
76.2
71.4
4
434.2
299.4
97.5
97.9
5
261.8
169.6
91.0
83.6
6
39.4
11.0
18.5
9.5
2油井见水特征及原因分析
2.1油井见水特征
2.1.1成片性较好，分布稳定的主力油层葡Ⅰ2、葡Ⅰ4、葡Ⅰ5先见水
通过对全区见水井资料统计分析发现，40口油井主要见水层分布在葡Ⅰ2、葡Ⅰ4、葡Ⅰ5砂体上，13口油井主要见水层分布在葡Ⅰ1、葡Ⅰ3、葡Ⅰ6砂体上。
对5口高含水井的产液剖面进行统计分析结果是：
全部油层含水都超过了40%，且含水较为均匀，但油层发育比较好、厚度较大的葡I4层产水占全井产水的40%左右。
而这5口井中有4口井主力油层为葡I4。
表3高含水井点产液剖面情况表
层号
有效厚度（m）
产液量
（t）
产水量
（t）
含水
（%）
产液强度（t/m.d）
葡I1
2.2
4.2
1.8
42.9
1.91
葡I2
4.0
11.5
5.86
51.0
2.88
葡I3
4.9
13.2
6.92
52.4
2.69
葡I4
8.0
25.4
12.62
49.7
3.18
葡I5
4.2
9.7
4.47
46.1
3.46
葡I6
0.6
0.2
0.1
50.0
0.33
合计
23.9
64.2
31.77
49.5
2.85
2.1.2连通水井的东西向最先见水
根据油井见水层及见水方向分析发现，53口见水井中有30口为东西向见水，占见水井总数的57.63%。
其中有16口油井的综合含水在60%以上，呈现东西向见水突进现象。
2.2油层见水原因分析
（1）肇212区块2000年8月份就已投入开发，在将近十年的注水开发过程中，地下已经形成固定的水驱方向，此次新投产的加密油井，一部分就打在主力水线上，这导致了新井一投产就见水。
（2）整个台肇地区的地质特征就是地下油层中存在东西向发育的裂缝，裂缝的存在和发育程度对油藏的注水开发有双重作用，一方面提供高渗透通道，可改善油层的出油能力和吸水能力；另一方面，由于油层在垂向、水平方向上的非均质，注水开采一定时间，注入水沿裂缝向生产井不均匀推进。
在垂向上单层或局部突进造成了开采中的“层间”和“层内”矛盾；而在平面上，水沿着渗透率很高的裂缝方向油井推进，产生了水舌并形成“平面”矛盾，这些都可造成油井见水。
（3）由于新转注油井的各种现场因素，不能及时适配，加剧了层间矛盾。
根据肇212区块目前的注入井日报表，永166-侧斜58、台56-侧斜136等新转注水井的注水方式还是笼统注水，这就导致适配进度慢，不能及时解决层间矛盾。
3稳油控水技术探讨
3.1裂缝方向限制注水
一是东西向限制注水，南北向加强注水，实现液流的平面调整。
二是在注采系统调整时可适当加大东西向油水井井距，避免油井见水过快。
3.2全井周期注水是最经济、最有效的控制含水上升的方法。
根据目前注水资料统计，该区块注水井单井平均注水量为20-30m3，注水层段2-2.4个。
由于注水井注水量较低，注水层段较少，注水井方案测试调整难度极大。
因此，根据油井见水层及来水方向，对相应注水井进行全井周期注水是最经济、最有效的控水方法。
（1）对于台50-130、台54-132等油层发育单一、层间矛盾突出，且主力油层与注水井单向连通的含水上升井，在注水井上采取停注时间长于注水时间的周期注水方式，进行油井高、低渗透层之间压力的调整，缓解层间矛盾。
（2）对于肇212、永154-60等油层平面矛盾较突出，且与注水井两向或多向连通的含水上升井，在注水井上采取单层轮换注水方式。
即主要见水层方向上的注水井控制水量或停注，同时在非主要见水方向上加强注水。
3.3堵水和压裂结合的方法
在众多的方法中,封堵水流是减少开发成本和提高采油量最快速最便宜的途径之一,根据表3中油层的有效厚度和区块见水特征的分析，选择该区块符合砂岩油田油井堵水选井（层）条件的油井进行堵水。
在实际生产中，最常采用的方法是，对高含水层进行堵水，低含水层进行压裂。
表4为肇212区块2010年压裂井效果分析对比表，油井压裂后，增油效果明显，含水率也没有上升，可见压堵结合的方式，达到稳油控水的目的。
表4肇212区块2010年压裂井效果分析对比表
序号
井号
压裂
日期
启抽
日期
压裂
方式
压裂
次数
压裂
层数
压裂前
压裂后初期
目前
初期差值
目前差值
产液
（t）
产油
（t）
含水
（％）
产液
（t）
产油
（t）
含水
（％）
产液
（t）
产油
（t）
含水
（％）
增液
（t）
增油
（t）
含水
（％）
增液
（t）
增油
（t）
含水
（％）
1
永157-71
2010.4.1
4.5
普
1
1
0.9
0.9
0.0
3.0
3.0
0.0
3.0
3.0
0.0
2.1
2.1
0.0
2.1
2.1
0.0
2
永159-斜73
2010.3.31
4.4
普
1
2
0.3
0.3
0.0
3.0
3.0
0.0
1.8
1.8
0.0
2.7
2.7
0.0
1.5
1.5
0.0
3
永168-58
2010.3.30
4.16
普
1
3
0.4
0.4
0.0
3.0
3.0
0.0
2.0
2.0
0.0
2.6
2.6
0.0
1.6
1.6
0.0
4
永177-71
2010.4.3
4.7
普
1
3
0.8
0.8
0.0
3.0
3.0
0.0
0.9
0.9
0.0
2.2
2.2
0.0
0.1
0.1
0.0
5
永173-斜55
2010.3.30
4.3
普
1
2
0.0
0.0
0.0
3.0
3.0
0.0
4.2
4.2
0.0
3.0
3.0
0.0
4.2
4.2
0.0
3.4加快水井的适配进度
对新转注水井，应克服人为和技术上的困难，及时进行分层测试，确定水井各层配注量，将笼统注水改为分层注水。
即注水井中下入封隔器，把差异较大的油层分隔开，再用配水器进行分层配水，使高渗层注水量得到控制，中低渗透率油层注水量得到加强，使各类油层都能发挥作用。
对于已经分层注水的老井，测试验证或作业检查注水井封隔器是否密封、管柱是否漏失，注水井是否真正分层注水。
同时应该增加注水井的分层率，达到精细注水的目的。
4结论
1、沿裂缝方向，应限制注水。
2、油井的主要见水层分布位于成片性较好，分布稳定的主力砂体上。
所以，注水方案调整应以主力砂体为基础，以注水井组为单元，进行细分调整或周期注水。
3、该区块油层中存在发育的裂缝，在采用周期注水方法的同时，要根据油井地层的具体情况合理选择堵水和压裂结合方案，也能控制油井见水，达到稳产的目的。
4、对于未进行分层注水的水井，应及时进行适配，实施分层注水。
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